CHINANGO S.A.C.
Estados Financieros
31 de diciembre de 2012 y de 2011
Estados Financieros
31 de diciembre de 2012 y de 2011
Contenido Página
Estados Financieros
Estado de Situación Financiera 1
Estado de Resultados 2
Estado de Resultados Integrales 3
Estado de Cambios en el Patrimonio 4
Estado de Flujos de Efectivo 5
Nota 2012 2011 Nota 2012 2011
Activo Pasivo
Activo corriente Pasivo corriente
Efectivo y equivalentes de efectivo 6 23,091 43,310 Parte corriente de pasivos financieros 12 28,827 63,727 Cuentas por cobrar comerciales 7 11,570 12,316 Cuentas por pagar comerciales 13 4,707 5,945 Otras cuentas por cobrar 108 78 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 8 106 30,074 Gastos pagados por anticipado 9 1,020 618 Otras cuentas por pagar 14 13,896 18,195
Otros activos financieros 16 277 252 --- ---
--- --- Total pasivo corriente 47,536 117,941
Total activo corriente 36,066 56,574 --- ---
--- --- Pasivo no corriente
Pasivos financieros 15 127,251 133,607
Provisiones 778 100
Pasivo por impuesto a las ganancias diferido 17 89,116 84,616
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Activo no corriente Total pasivo no corriente 217,145 218,323
Propiedad, planta y equipo 10 569,208 580,726 --- ---
Activos intangibles 11 123 205 Total pasivo 264,681 336,264
Otros activos financieros 16 2,794 1,125 --- ---
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Total activo no corriente 572,125 582,056 Patrimonio
--- --- Capital emitido 18 295,249 295,249 Capital adicional 14,109 11,714 Otras reservas 12,200 7,169 Resultados acumulados 21,952 (11,766) --- --- Total patrimonio 343,510 302,366 --- --- --- --- --- ---
Total activo 608,191 638,630 Total pasivo y patrimonio 608,191 638,630
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(Expresado en miles de nuevos soles)
Nota 2012 2011
Ingresos por venta: 19
Energía 112,600 105,001
Potencia 46,508 38,994
Otros ingresos de operación 1,343 748
Peajes y otros 3,314 3,157 --- --- 163,765 147,900 Costo de generación 20 ( 55,549) ( 64,244) --- --- Utilidad bruta 108,216 83,656 Gastos de administración 21 ( 3,861) ( 3,202) --- --- Utilidad operativa 104,355 80,454 --- --- Ingresos financieros 23 1,311 3,595 Gastos financieros 24 ( 11,827) ( 19,788)
Ganancia por instrumentos financieros derivados 586 2,735
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9,930 ( 13,458)
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Utilidad antes del impuesto a las ganancias 94,425 66,996
Impuesto a las ganancias 25 ( 28,714) ( 20,407)
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Utilidad neta del ejercicio 65,711 46,589
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Promedio ponderado de acciones en circulación
para el cálculo de la utilidad por acción 27 295,249 294,416
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Utilidad por acción básica y diluida 27 0.22256 0.15824
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(Expresado en miles de nuevos soles)
Nota 2012 2011
Utilidad neta del ejercicio 65,711 46,589
Otros resultados integrales:
Variación neta por cobertura de flujo de efectivo
antes de efecto impositivo 7,187 3,889
Efecto impositivo de la variación neta por coberturas
de flujo de efectivo ( 2,156) ( 1,071)
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Total resultados integrales del ejercicio 70,742 49,407
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(Expresado en miles de nuevos soles) Número de acciones Capital (nota 18(a)) Capital adicional Otras reservas de capital (nota 18(b)) Otras reservas Resultados acumulados Total patrimonio Saldos al 31 de diciembre de 2010 294,249 294,249 ( 23,466) - 4,351 13,551 288,685
Utilidad neta del ejercicio - - - - - 46,589 46,589
Cobertura de flujos de efectivo - - - - 2,818 - 2,818
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Resultados integrales del ejercicio - - - - 2,818 46,589 49,407
Emisión de Acciones 1,000 1,000 35,180 - - ( 36,180) -
Dividendos en efectivo declarados (nota 18(c)) - - - - - ( 35,726) ( 35,726) --- --- --- --- --- --- --- Saldos al 31 de diciembre de 2011 295,249 295,249 11,714 - 7,169 ( 11,766) 302,366
Utilidad neta del ejercicio - - - - - 65,711 65,711
Cobertura de flujos de efectivo - - - - 5,031 - 5,031
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Resultados integrales del ejercicio - - - - 5,031 65,711 70,742
Aprobación de Reserva Legal (nota 18(b)) - - - 2,395 - ( 2,395) - Dividendos en efectivo declarados (nota 18(c)) - - - - - ( 29,598) ( 29,598)
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(Expresado en miles de nuevos soles)
2012 2011
Flujos de efectivo de las actividades de operación:
Efectivo recibido de clientes 215,717 172,638
Efectivo pagado a proveedores, vinculadas, empleados
y administración tributaria ( 101,006) ( 72,821)
Otros pagos relativos a las actividades de operación neto ( 24,625) ( 16,074) --- ---
Efectivo neto provisto por las actividades de operación 90,086 83,743
--- --- Flujos de efectivo de las actividades de inversión:
Compra de propiedades, planta y equipo ( 532) -
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Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión ( 532) -
--- --- Flujos de efectivo de las actividades de financiamiento:
Aumento de pasivos financieros 25,790 86,955
Aumento de capital - 1,000
Cobro de laudo arbitral - 86,173
Amortización o pago de pasivos financieros ( 59,580) ( 144,708)
Pago de préstamo a entidades relacionadas - ( 72,417)
Pago de intereses ( 10,140) ( 20,700)
Pago de dividendos ( 65,324) -
Otros (pagos) cobros relativos a las actividades de financiamiento ( 519) 2,827 --- ---
Efectivo neto utilizado en las actividades de financiamiento ( 109,773) ( 60,870)
--- --- (Disminución) aumento neto de efectivo y equivalente de efectivo ( 20,219) 22,873
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 43,310 20,437
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Efectivo y equivalente de efectivo al final del ejercicio 23,091 43,310
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(1) Antecedentes y Actividad Económica (a) Antecedentes
Chinango S.A.C. (en adelante “la Compañía”) es una sociedad anónima cerrada constituida en Perú en marzo de 2008 que inició operaciones el 31 de mayo de 2009, fecha en que entró en vigencia la reorganización simple aprobada por la Junta General de Accionistas de la Compañía del 30 de marzo de 2009. Su domicilio legal es Avenida Víctor Andrés Belaúnde 147, Edificio Real 4, piso 7, San Isidro, Lima, Perú. El control de la Compañía lo ejerce Edegel S.A.A. (en adelante “Edegel”), una empresa domiciliada en el Perú que a su vez es controlada por Generandes Perú S.A. (b) Actividad Económica
La Compañía tiene por objeto dedicarse a efectuar actividades de generación, comercialización y transmisión de energía eléctrica. Para tal fin, cuenta con dos centrales hidroeléctricas (Yanango y Chimay), ubicadas en el Departamento de Junín, cuya capacidad efectiva de generación al 31 de diciembre de 2012 y 2011 es de 193.5MW.
(c) Aprobación de los Estados Financieros
Los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 han sido emitidos con autorización de la Gerencia el 12 de febrero de 2013 y serán presentados a la Junta General de Accionistas para la aprobación de su emisión. En opinión de la Gerencia los estados financieros al 31 de diciembre de 2012, adjuntos serán aprobados por la Junta General de Accionistas sin modificaciones. Los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 fueron aprobados en la Junta General de Accionistas el 29 de marzo de 2012.
(2) Regulación Operativa y Normas Legales que afectan las Actividades en el Sector Eléctrico La Compañía está comprendida dentro del ámbito de aplicación de diversas normas que regulan su actividad. El incumplimiento de dichas normas puede acarrear la imposición de sanciones a la Compañía, que la afectarían tanto económica como operativamente. La Gerencia de la Compañía monitorea y evalúa el cumplimiento de las normas y los reclamos que se presentan y considera que al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, no existen situaciones que deban ser divulgadas o provisionadas en los estados financieros, excepto por las indicadas en la nota 29 de este informe.
A continuación, un breve resumen del marco normativo que principalmente afecta las actividades de la Compañía:
(a) Ley de Concesiones Eléctricas
De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley N° 25844, el sector eléctrico está dividido en tres grandes subsectores, cada uno de los cuales comprende una actividad distinta: generación, transmisión y distribución de electricidad. Según dicha ley y la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional está sujeta a las disposiciones del Comité de Operación Económica del Sistema COES-SINAC, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, preservando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como la planificación de la transmisión y la administración del mercado de corto plazo. Asimismo, el COES-SINAC determina y valoriza las transferencias de potencia y energía entre los generadores.
(b) Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
En julio de 2006 se promulgó la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que tiene como uno de sus principales objetivos asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico a la volatilidad de precios y al riesgo de racionamiento, así como adoptar medidas para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación.
Una de las principales novedades que introdujo la norma es el mecanismo de licitaciones que deberán seguir las empresas distribuidoras de electricidad para efectos de celebrar contratos de suministro de electricidad con empresas generadoras destinados a abastecer el servicio público de electricidad y optativamente para el caso de usuarios libres. Tal disposición tiene por finalidad establecer un mecanismo que promueva las inversiones en nueva capacidad de generación a través de contratos de suministro de electricidad de largo plazo y precios firmes con empresas distribuidoras.
(c) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN tiene por finalidad regular, supervisar y fiscalizar las actividades que desarrollan las empresas en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería, teniendo entre sus funciones la de velar por el cumplimiento de la normatividad que regule la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario, fiscalizar y/o supervisar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios y de las disposiciones legales y normas técnicas vigentes, incluyendo las relacionadas con la protección y conservación del medio ambiente. Asimismo, como parte de la función normativa OSINERGMIN tiene la facultad de dictar dentro de su competencia, reglamentos y normas de carácter general, aplicables a las entidades del sector y a los usuarios.
En aplicación del Decreto Supremo N°001-2010-MINAM, OSINERGMIN ha transferido las funciones de supervisión, fiscalización y sanción ambiental en materia de hidrocarburos en general y electricidad al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental OEFA, creado por el Decreto Legislativo N° 1013 que aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente.
(d) Normas para la Conservación del Medio Ambiente
De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas y la Ley N°28611, Ley General del Ambiente, el Estado diseña y aplica las políticas, normas, instrumentos, incentivos y sanciones necesarias para la adecuada conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación, además de velar por el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y de las actividades de hidrocarburos. En tal sentido, el Ministerio de Energía y Minas ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas (Decreto Supremo N°29-94-EM) y el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (Decreto Supremo N°015-2006-EM).
Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Gerencia de la Compañía estima que, en caso de surgir alguna contingencia relacionada al manejo ambiental, ésta no sería importante en relación con los estados financieros tomados en su conjunto.
(e) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
Mediante Decreto Supremo N° 020-97-EM, se aprobó la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), que establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público, y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas.
La NTCSE contempla las tolerancias y procedimientos de medición de los indicadores de calidad que deben ser considerados, disponiendo su observancia por parte de las empresas eléctricas y la forma de cálculo de las compensaciones ante transgresiones de los referidos indicadores, correspondiendo al COES SINAC la asignación de responsabilidad y cálculo de las compensaciones conforme al mandato de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
El Decreto Supremo N° 057-2010-EM del 11 de setiembre de 2010 el cual modificó la NTCSE, estableció que si como resultado de la investigación y análisis técnico que efectúa el COES SINAC se determina que la deficiencia de la calidad se debió estrictamente a falta de capacidad de los sistemas de transmisión por congestión, los agentes y el COES quedan exonerados del pago de compensaciones.
(f) Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico
En noviembre de 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico, Ley Nº 26876, en la cual se establece que las concentraciones verticales mayores al 5% u horizontales mayores al 15%, que se produzcan en las empresas que desarrollan actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, deberán sujetarse a un procedimiento de autorización previo, a fin de evitar concentraciones que puedan afectar la competencia en el mercado eléctrico.
Mediante Resolución Nº012-99/INDECOPI/CLC se establecieron condiciones en defensa de la libre competencia y transparencia en el sector que afectan a la Compañía. El principal aspecto es que Edelnor S.A.A. (empresa vinculada al Grupo Endesa y cliente de la Compañía) debe licitar sus compras de energía eléctrica entre todos los generadores existentes en el sistema, conforme se vayan venciendo los contratos que tiene vigentes con los mismos, debiendo hacer de dominio público el procedimiento y los resultados de cada licitación.
(g) Régimen que Asegura el Abastecimiento de Energía Eléctrica al SEIN
En los últimos años han vencido algunos contratos de suministro de energía a empresas distribuidoras que no fueron renovados ni adjudicados a un nuevo suministrador, lo cual originó que los retiros de energía y potencia efectuados por éstas para atender al mercado regulado fueran asignados por el COES a los generadores del SEIN en función de sus ingresos por potencia y su energía firme eficiente anual.
Esta situación, denominada en el sector como “retiros sin respaldo contractual”, generó severas distorsiones en el mercado eléctrico, razón por la cual el Estado ensayó distintas soluciones a través de una serie de dispositivos legales, tales como el Decreto de Urgencia N° 007-2004, la Ley N° 28447, el Decreto de Urgencia N° 007-2006, el Decreto de Urgencia N° 036-2006, la Ley N° 29179, entre otras disposiciones de menor jerarquía.
Paralelamente, como consecuencia del importante crecimiento en la demanda de energía eléctrica y de gas natural, se registraron a partir del año 2006 varios incidentes relacionados con la congestión en el sistema de transmisión eléctrica y en el sistema de transporte del gas natural.
Las restricciones de producción y transporte de gas natural y de transporte de electricidad, constituyen eventos que cada vez que se presentan causan externalidades negativas, produciéndose incremento de los costos de operación del sistema eléctrico y distorsionando los costos marginales en el mercado spot.
Con la finalidad de evitar la distorsión de los costos marginales, se emitieron una serie de disposiciones legales para reducir los efectos de estos eventos en el mercado eléctrico. Así pues, la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, el Decreto de Urgencia N° 046-2007, el Decreto Legislativo N° 1041 y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 041-2008-EM y el Decreto de Urgencia N° 037-2008, modificado por el Decreto de Urgencia N° 049-2011, dispusieron una serie de mecanismos de compensación de aquellos costos variables no cubiertos por los costos marginales de corto plazo calculados por aplicación de estos dispositivos, según se trate de restricciones de transmisión o de transporte de gas natural. Sin embargo, los criterios utilizados para la asignación de estas compensaciones consideraron una diversidad de factores, a pesar de relacionarse con aspectos de una misma naturaleza, lo cual introdujo una serie de riesgos que dificultaban la contratación de electricidad.
Por tanto, a efectos de evitar que problemas como los descritos continuarán presentándose y de establecer un tratamiento respecto a los retiros sin respaldo contractual se expidió el Decreto de Urgencia N° 049-2008 que estableció un criterio uniforme para el tratamiento de los costos marginales en las situaciones descritas, así como una regulación para los retiros sin respaldo contractual, derogando todo aquello que se opusiera o señalase un tratamiento diferente a lo indicado por dicho dispositivo, el cual estaría vigente durante el período comprendido entre el 01 de enero de 2009 y el 31 de diciembre de 2011.
Respecto a los retiros sin respaldo contractual, el Decreto de Urgencia N° 049-2008 estableció que los retiros físicos de potencia y energía que efectúen las empresas distribuidoras de electricidad en el SEIN para atender al Servicio Público de Electricidad, sin contar con los respectivos contratos de suministro con las empresas generadoras, sean asignados a las empresas generadoras valorizados a precios en barra, en proporción al valor neto de la energía firme eficiente anual de cada generador menos su venta de energía por contratos. En estos casos, los costos en que incurren los generadores para atender dichos retiros, que se presentan por mayores costos marginales respecto a los precios en barra son incorporados en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y asumidos por la demanda, a su vez los márgenes que obtienen los generadores por costos marginales menores a los precios en barra son trasladados a la demanda, con lo cual la energía sin respaldo contractual asignada no proporciona margen de comercialización, es decir en términos netos el generador vende y compra dicha energía sin contrato a costo marginal.
Con respecto a los Costos Marginales de Corto Plazo del SEIN, el Decreto de Urgencia N° 049-2008 establece que éstos se determinan considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. Asimismo, dispone que los Costos Marginales de Corto Plazo no podrán ser superiores a un valor límite (S/.313.50/MWh conforme a la Resolución Ministerial N°607-2008-MEME/DM). Asimismo, señala que la diferencia entre los costos variables de operación en que incurren las centrales que operan con costos variables superiores a los Costos Marginales de Corto Plazo sean cubiertos mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y asumidos por la Demanda.
La vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008 ha sido prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2013 por el Decreto de Urgencia N° 079-2010 publicado el 16 diciembre de 2010.
(h) Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables
El 2 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo N° 1002, “Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables”, el cual tiene por objeto promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (RER) en la producción de electricidad, estableciendo como RER: la biomasa, energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz e hidráulica menor o igual a 20MW. Asimismo, se estableció que la producción de energía renovable debe participar con un porcentaje objetivo del consumo anual de de electricidad a nivel nacional, el cual debe ser establecido cada cinco años por el MINEM, actualmente y hasta mediados del 2013 dicho porcentaje objetivo es 5%, no pudiendo ser los siguientes porcentajes objetivos que se fijen menores al que esté vigente.
El marco normativo establece un esquema de subastas para la asignación de los proyectos basados en RER el cual es llevado a cabo por OSINERGMIN. El precio ofertado, que de ser adjudicado el proyecto, se denomina Tarifa de Adjudicación del proyecto, corresponde a un precio monómico, capaz de garantizar la rentabilidad del proyecto, vigente por un periodo de 20 años contados a partir de la operación comercial de la instalación renovable.
Las instalaciones renovables que operan como consecuencia de la adjudicación efectuada en los procesos de subastas, perciben complementariamente a los ingresos que obtienen en el mercado de corto plazo un monto por prima que les permite obtener la valorización de su Inyección Neta (producción renovable menos consumos asociados a compromisos contractuales con terceros) a la Tarifa de Adjudicación garantizada en la Subasta.
El Monto por Prima es asumido por los usuarios, tanto regulados como libres, dicho monto es recaudado por los generadores a sus clientes distribuidores y/o clientes libres, a través de un cargo unitario denominado Cargo por Prima, estimado anualmente en el mes de mayo y actualizado trimestralmente por OSINERGMIN el cual es incluido en el peaje de transmisión. A su vez es el COES quien a través de las transferencias económicas determina los montos que deben cobrar los generadores renovables a los generadores convencionales, tanto por los ingresos que les corresponde en el mercado de corto plazo como por los montos por prima que son recaudados por los generadores convencionales a sus clientes.
La generación de electricidad a partir de RER tiene prioridad en el despacho diario efectuado por el COES para lo cual se les considera con costo variable cero en la determinación del ranking de costos variables con el cual se determina el despacho de generación.
Como consecuencia de la experiencia de la primera subasta de generación de electricidad con RER, dada a través de sus dos convocatorias de febrero y julio de 2010, el MINEM consideró necesario dictar un Nuevo Reglamento de Generación Renovable en reemplazo del publicado mediante el Decreto Supremo N° 050-2008-EM del 02 de octubre de 2008.
El Decreto Supremo N° 012-2011-EM publicado el 23 de marzo de 2011, además de dictar un nuevo Reglamento de Generación Renovable, modificó el artículo 110° de Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, estableciendo que la potencia firme de las centrales eólicas, solares y mareomotrices es cero, que las de las hidroeléctricas renovables se determinan de forma similar a centrales hidráulicas convencionales y que las de las centrales biomasa y geotérmicas se determinan de igual forma que las térmicas, es decir en función de su disponibilidad.
(i) Reglamentación del Mercado de Corto Plazo
En junio de 2011 mediante el Decreto Supremo N° 027-2011-EM se publicó el Reglamento del Mercado de Corto Plazo, el cual establecía que dicho mercado debía entrar en vigencia a partir del 1 de enero de 2014, sin embargo debido a que el MINEM está elaborando una propuesta de modificación de dicho reglamento, mediante el Decreto Supremo N° 032-2012-EM publicado el 30 de agosto de 2012 se postergó hasta enero de 2016 el inicio de la vigencia de dicho mercado, suspendiéndose lo actuado en cuanto a la aprobación de los procedimientos técnicos del COES necesarios para efectivizar su operación.
No obstante lo indicado, algunos de los aspectos establecidos por el referido Reglamento aún vigente son:
Los agentes para participar en el mercado de corto plazo deben integrar el COES. Los Usuarios Libres deberán contar con equipos para una desconexión automática e independiente de forma remota. Los distribuidores deberán constituir garantías y fidecomisos y tener identificados a los Usuarios Libres para los que compran en dicho mercado, así como estar al día en los pagos derivados de las operaciones. Los Grandes Usuarios conformados por la agrupación de Usuarios Libres deberán nombrar a un representante y constituir un acuerdo de responsabilidad solidaría ante incumplimientos.
Los participantes del mercado de corto plazo que están autorizados a comprar son: i) los Generadores para atender a sus contratos de suministro (con excepción de los
generadores-distribuidores y los que utilicen recursos renovables),
ii) los distribuidores para atender a sus usuarios libres y iii) los Grandes Usuarios para atender sus propios requerimientos.
A su vez los participantes del mercado de corto plazo autorizados para vender son: i) los Generadores, hasta el límite de la capacidad que pueden generar con sus propias centrales y/o la contratada con terceros, ii) los Generadores con recursos energéticos renovables a los que aplique el Decreto Legislativo Nº 1002, hasta el límite de la capacidad que puede generar con sus propias centrales y iii) los Co-generadores y Generadores- Distribuidores conectados al SEIN, hasta el límite de sus excedentes no contratados.
Los participantes que compren en el mercado de corto plazo no estarán exonerados del pago por transmisión, distribución y otros servicios y/o usos regulados. El COES podrá disponer el corte de suministro a los Grandes Usuarios y a los Usuarios Libres de los Distribuidores por incumplimiento de obligaciones y/o pagos y los titulares de los sistemas de conexión están obligados a realizar dichos cortes. Asimismo se establece que las rentas de congestión serán asignadas a los afectados por la congestión.
Las transferencias se efectuarán con base en costos marginales reales, obtenidos de la operación en tiempo real.
Los costos de operación por inflexibilidades y servicios complementarios no cubiertos por los costos marginales reales serán determinados por el COES y asumidos por los integrantes del mercado de corto plazo.
Las garantías constituidas por los distribuidores deberán ser de liquidez y ejecución inmediata y cubrir todas las obligaciones de los Participantes.
Asimismo, el COES deberá establecer las consideraciones para la constitución de los fideicomisos por parte de los participantes que compren, teniendo en cuenta que el fideicomiso de los Distribuidores debe garantizar el pago de sus Usuarios Libres.
(j) Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y del Fondo de Inclusión Social Energético
Mediante la Ley N° 29852 publicada el 13 de abril de 2012 se creó: 1) el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE), el cual estará constituido por ductos (transporte y distribución) e instalaciones de almacenamiento consideradas como estratégicas por el Estado para el abastecimiento de combustibles y 2) el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), correspondiente a un sistema de compensación energética con fines sociales y de servicio universal para aquellas personas o grupos de la población identificados por el Ministerio de Desarrollo e Inclusión Social, con el objetivo de masificar el uso de gas natural residencial y vehicular, fomentar el desarrollo de nuevos suministros basados en paneles solares, células fotovoltaicas, entre otras tecnologías en las regiones de frontera, así como de acceso al GLP. El reglamento de dicha Ley fue aprobado mediante el Decreto Supremo N° 021-2012-EM publicado el 9 de junio de 2012 y complementado por el Decreto Supremo N° 033-2012-EM publicado el 16 de setiembre de 2012 mediante el cual se establecieron precisiones adicionales, modificando dicho reglamento.
El cargo tarifario mediante el cual se remunerarán los costos de inversión y explotación de la infraestructura que conforme el SISE será aprobado por OSINERGMIN y recaudado por los productores e importadores que realicen la venta primaria, quienes deberán transferir lo recaudado a los titulares de la concesión. Los Proyectos SISE deberán ser priorizados por el MINEM y ser sometidos a procesos de promoción de inversión privada conducidos por ProInversión.
El FISE, que actualmente ya se encuentra en funcionamiento es financiado a través de:
- Un recargo en la facturación mensual de los usuarios libres de electricidad del SEIN determinado mediante la aplicación de un factor de recargo que toma en cuenta el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) aprobado por OSINERGMIN, a la facturación total del suministrador (Generador o Distribuidor), el cual según el caso contempla el monto facturado por energía, potencia, peajes de transmisión regulados y tarifas de distribución. La recaudación del aporte de los usuarios libres es efectuada por sus respectivos suministradores y transferida al Administrador del Fondo, que durante los primeros dos (2) años, antes de ser asumida por el MINEM, está a cargo de OSINERGMIN.
- Un recargo al transporte por ductos de los productos líquidos derivados de hidrocarburos líquidos y líquidos de gas natural equivalente a US$ 1.00 por barril del referido producto, y
- Un recargo equivalente a 0.055 US$/MPC en la facturación mensual de los cargos tarifarios de los usuarios de servicio de trasporte de gas natural por ductos.
(k) Medidas transitorias relacionadas con la remuneración por Potencia
Mediante el Decreto Supremo N° 032-2012-EM publicado el 30 de agosto de 2012 el Ministerio de Energía y Minas estableció disposiciones transitorias relacionadas a la remuneración de Potencia Firme de las unidades termoeléctricas.
Se estableció que una central termoeléctrica a gas natural cumple con garantizar transporte de gas natural si la capacidad contratada firme le permite operar a potencia efectiva durante las horas punta. Con esta modificación se permite que las unidades termoeléctricas que cuentan con capacidad de transporte firme de gas para operar a potencia efectiva durante las horas de punta (aun cuando no cuenten con la capacidad de transporte que les permita operar las 24 horas del día a potencia efectiva), participen con dicha potencia y con su costo variable de gas natural en la conformación del ranking de costos variables empleado para determinar las unidades que remuneran potencia al participar en la cobertura de la máxima demanda y reserva del sistema.
Esta disposición es de carácter temporal, estará vigente mientras el concesionario de transporte de gas TGP no disponga las capacidades de transporte establecidas en la Adenda del contrato BOOT suscrita con el Estado Peruano.
(l) Intercambio de Información en Tiempo Real para la operación del SEIN
El 27 de noviembre de 2012, el Ministerio de Energía y Minas publicó la Resolución Directoral N° 243-2012-EM/DGE mediante la cual aprobó una nueva Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la operación del SEIN, la cual sustituyó la norma hasta entonces vigente, aprobada por la Resolución Directoral N° 055-2007-EM/DGE del 3 de diciembre de 2007.
La norma aprobada adoptó una nueva estratificación de la información de señales y estados del sistema de potencia remitidos en tiempo real al Coordinador del Sistema, basada en el criterio de nivel de tensión, a fin de ponderar aquella información que tiene mayor relevancia para la coordinación de la operación del SEIN en tiempo real.
En cuanto a las exigencias de los índices de disponibilidad de las señales, se redefinieron las etapas de aplicación, al respecto, se aprobó una primera etapa con una disponibilidad mínima de 75%, la cual tendrá una duración de 18 meses contada a partir del 28 de noviembre de 2012, fecha en que entró en vigencia la norma, una segunda etapa con una disponibilidad mínima de 90% con una duración de 1 año a partir de la finalización de la primera etapa y una tercera etapa, denominada “etapa objetivo” con una disponibilidad de 96% para unos casos y de 98% en el caso de señales consideradas de alta prioridad, las cuales corresponden a instalaciones con niveles de tensión mayores o iguales a 100 kV y centrales de generación mayores o iguales a 50 MW.
(m) Masificación del Gas Natural
El 22 de diciembre de 2012, se publicó la Ley N° 29969 “Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural”. A través de esta Ley se estableció la transferencia de en miles de S/. 200,000 de OSINERGMIN al Fondo de Inclusión Social Energética (FISE), asimismo se facultó a las empresas estatales de distribución eléctrica la ejecución de programas de masificación de gas natural, incluyendo la distribución de gas natural en su zona de concesión, pudiendo asociarse para tal fin con empresas especializadas en el desarrollo de proyectos de distribución de gas, debiendo en un plazo máximo de 3 años de iniciada la distribución de gas, el Ministerio de Energía y Minas iniciar el proceso de promoción de la inversión privada para el otorgamiento de la concesión de distribución de gas. Asimismo se autoriza a los gobiernos locales y regionales la transferencia de recursos provenientes del canon a las referidas empresas estatales de distribución eléctrica.
A través de esta Ley, también se modificaron los artículos 4° y 5° de la Ley N° 29852 “Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético”, al respecto se establece que el recargo equivalente a 0.055 US$/MPCD que venía siendo recaudado por el transportista de gas natural al generador eléctrico, sería compensado por la demanda mediante un cargo adicional incluido en el peaje del sistema principal de transmisión eléctrica y que la masificación del gas natural en lo que respecta al uso residencial y vehicular priorizará la atención de la población de menores recursos y de las regiones que no cuenten con canon.
(n) Seguridad Energética y Desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País
El 22 de diciembre de 2012, se publicó la Ley N° 29970 “Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País”. Dicha Ley declara de interés nacional la implementación de medidas para el afianzamiento de la seguridad energética, la obtención y transporte del etano al sur del país y la construcción de ductos regionales en las regiones de Huancavelica, Junín y Ayacucho, desde el gasoducto existente.
Con relación al afianzamiento de la seguridad energética:
(i) La confiabilidad del suministro de energía para el mercado nacional tiene prioridad, siendo los usuarios del sistema energético quienes pagarán las instalaciones adicionadas a dicho sistema.
(ii) Las empresas encargadas de implementar los proyectos de suministro de gas natural y líquidos de gas natural podrán ser beneficiados del mecanismo de Ingresos Garantizados siempre que exista una mejora en la seguridad energética del sector eléctrico, dichos proyectos deberán ser otorgados mediante contratos de concesión resultantes de procesos de promoción de la inversión.
(iii) Se establecen como proyectos necesarios para incrementar la seguridad energética, siempre que operen de forma paralela y conjunta con el sistema de transporte de gas y/o líquidos de Camisea actualmente existentes, los siguientes:
Un gasoducto y un ducto de líquidos comprendidos desde Camisea hasta la estación de Compresión Chiquintirca, siendo excluido el tramo que por obligación contractual le corresponde efectuar al concesionario existente. Un gasoducto y/o ducto de líquidos comprendido desde el sistema existe
hasta Anta (Cusco) que esté en capacidad de suministrar gas natural a la futura Central Térmica de Quillabamba y a la costa sur del Perú.
Una Planta de Regasificación e instalaciones para la importación de Gas Natural Licuefactado ubicada en Pampa Melchorita.
Otros proyectos que cumpliendo las condiciones de seguridad energética y con opinión favorable de OSINERGMIN sean otorgados mediante procesos de concesión a través de mecanismos de promoción de la inversión privada a cargo de PROINVERSIÓN.
(iv) La parte no recuperada con los ingresos tarifarios del concesionario referido a los proyectos antes mencionados, podrán ser cubiertos según el mecanismo de los Ingresos Garantizados mencionado o según lo establecido por la Ley N° 29852 “Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético” según como lo establezca el MINEM.
(v) El MINEM podrá disponer la participación de Petroperú en el desarrollo de los proyectos señalados.
(vi) ELECTROPERÚ participará en el desarrollo del Proyecto Complejo Energético del Sur mediante la procura de gas natural y contratación de la capacidad de transporte de gas desde Anta hasta la costa sur del Perú para operación del Complejo Energético mencionado y el Polo Petroquímico en el sur del Perú, siendo el gasoducto de Anta a la costa sur, remunerado por la demanda de sus usuarios a través de tarifas sociales e ingresos provenientes de un cargo adicionado al peaje del Sistema Principal de Transmisión.
(vii) Los usuarios asumirán como un cargo adicional en el peaje del sistema principal de transmisión: i) las compensaciones relacionadas con los costos del gas natural que propicien la instalación de generación eléctrica en el norte y sur del Perú y ii) la contratación de transporte firme de gas no cubierto por los generadores existentes, a fin de viabilizar el desarrollo del Nodo Energético del Sur.
Con relación al desarrollo del Polo Petroquímico se establece
:
(i) El etano podrá ser obtenido mediante: i) negociación con los Contratistas de los lotes que explotan o exploten gas natural o ii) por la extracción del etano del gas natural comprado por los clientes.
(ii) Petroperú participará en el desarrollo del Polo Petroquímico, cuya participación será establecida según lo que disponga el Ministerio de Energía y Minas.
(iii)
El Ministerio de Energía y Minas realizará un aumento de capital de Petroperúde hasta por US$ 400 millones el cual tienen carácter temporal
hasta por un
máximo de 15 años.
Asimismo, a través de esta Ley de dictaron disposiciones complementarias destinadas a agilizar y simplificar las gestiones administrativas relacionadas con la obtención de permisos y autorizaciones.
(o) Mecanismo para la Atención de Emergencias por Interrupción del Suministro de Gas Natural
Mediante el Decreto Supremo N° 050-2012-EM publicado el 31 de diciembre de 2012, se estableció un mecanismo para la atención de emergencias que pongan en riesgo la continuidad del suministro de gas natural el cual se activará en situaciones de emergencia que escapen del control del productor y/o concesionarios de transporte y/o distribución y afecten total o parcialmente las actividades de gas natural y/o líquidos de gas natural.
Se establece que en dichas situaciones se destinará el gas natural disponible únicamente para el mercado interno, según un orden de prioridad, ubicándose los generadores eléctricos como cuartos en prioridad, después de los clientes residenciales y comerciales regulados y usuarios de transporte.
Se exceptúa el pago de compensaciones por deficiencias de calidad del producto y suministro eléctrico.
Se autoriza a quienes están obligados a mantener existencias de combustibles líquidos, el poder disponer ellas.
(3) Base de Preparación de los Estados Financieros (a) Declaración de Cumplimiento
Los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante “NIIF”), emitidas por el International Accounting Standards Board (en adelante “IASB”) y vigentes a dicha fecha.
(b) Responsabilidad de la Información
La información contenida en estados financieros es responsabilidad de la Gerencia de la Compañía, quien manifiesta expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos en las NIIF emitidas por la IASB.
(c) Bases de Medición
Los estados financieros han sido preparados de acuerdo con el principio de costo histórico a excepción de los instrumentos financieros derivados, registrados a su valor razonable.
(d) Moneda Funcional y Moneda de Presentación
Los estados financieros se presentan en nuevos soles, que es la moneda funcional y de presentación de la Compañía.
(e) Estimados y Criterios Contables Significativos
La preparación de los estados financieros de acuerdo con las NIIF requiere que la Gerencia realice juicios, estimaciones y supuestos que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos de activos, pasivos, ingresos y gastos informados. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones.
Los estimados y supuestos relevantes son revisados regularmente. Las revisiones de las estimaciones contables son reconocidas en el periodo en que la estimación es revisada y en cualquier periodo afectado.
Las estimaciones contables resultantes, por definición, muy pocas veces serán iguales a los respectivos resultado reales. Sin embargo, en opinión de la Gerencia los resultados reales no variarán significativamente con respecto a las estimaciones y supuestos aplicados por la Compañía. Las principales estimaciones contables efectuadas por la Gerencia son las siguientes:
- La vida útil de las propiedades, plantas y equipos e intangibles (notas 4(f) y 4(i)).
- Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (notas 4(c) y 4(d)).
- Determinadas magnitudes del sistema eléctrico, incluyendo las correspondientes a otras empresas, tales como producción, facturación a clientes, energía consumida, etc., que permiten estimar la liquidación global del sistema eléctrico que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones definitivas, pendientes de emitir en la fecha de emisión de los estados financieros, y que podría afectar a los saldos de activos, pasivos, ingresos y costos, registrados en los mismos.
- La probabilidad de ocurrencia y el monto de los pasivos de monto incierto o contingentes (nota 29).
- Los desembolsos futuros para el cierre de las instalaciones y restauración de terrenos (nota 4(h)).
- Impuestos corrientes y diferidos.
La Gerencia ha ejercido su juicio crítico al aplicar las NIIF en la preparación de los estados financieros, según se explica en las correspondientes políticas contables. (4) Principales Políticas de Contabilidad
Las principales políticas contables aplicadas en la preparación de los estados financieros se detallan a continuación. Estos principios y prácticas han sido aplicados uniformemente en todos los años presentados, a menos que se indique lo contrario.
(a) Efectivo y Equivalente de Efectivo
El efectivo y equivalentes de efectivo comprenden el efectivo disponible, depósitos a la vista en bancos, y otras inversiones de corto plazo altamente líquidas con vencimientos originales de tres meses o menos y con riesgo no significativo de cambio en su valor razonable.
(b) Cuentas por Cobrar Comerciales y Estimación de Cobranza Dudosa
Las cuentas por cobrar comerciales son generadas por venta de energía y potencia, las cuales se facturan al mes siguiente del despacho de la energía, efectuándose una provisión por las ventas devengadas cada mes.
Los saldos de las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal, neto de su estimación de cobranza dudosa.
La estimación para cuentas de cobranza dudosa es calculada sobre la base de una evaluación que efectúa la Gerencia sobre el riesgo de crédito de cada cliente. Si en función a la evaluación efectuada se determina que el cliente presenta un alto riesgo crediticio, la Gerencia determina el monto que debe ser estimado como cuenta de cobranza dudosa, el cual es registrado con cargo a los resultados del ejercicio en el cual se determina la necesidad de dicha estimación.
La Gerencia considera que el procedimiento utilizado permite estimar y registrar las estimaciones necesarias para cubrir adecuadamente el riesgo de pérdidas en las cuentas por cobrar comerciales.
(c) Instrumentos Financieros no Derivados
Los instrumentos financieros no derivados corresponden a los contratos que dan lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una empresa y a un pasivo financiero o a un instrumento de capital en otra empresa. En el caso de la Compañía, los instrumentos financieros no derivados corresponden a instrumentos primarios como son cuentas por cobrar y cuentas por pagar.
Los instrumentos financieros no derivados se clasifican como de activo, pasivo o de patrimonio de acuerdo con la sustancia del acuerdo contractual que les dio origen.
Los intereses, los dividendos, las ganancias y las pérdidas generadas por un instrumento financiero clasificado como de pasivo, se registran como gastos o ingresos en el estado de resultados. Los pagos a los tenedores de los instrumentos financieros registrados como de capital, se registran directamente en el patrimonio neto. Los instrumentos financieros se compensan cuando la Compañía tiene el derecho legal de compensarlos y la Gerencia tiene la intención de cancelarlos sobre una base neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.
Los instrumentos financieros no derivados deben ser reconocidos en los estados financieros a su valor razonable. El valor razonable es el monto por el que un activo puede ser intercambiado entre un comprador y un vendedor debidamente informados, o puede ser cancelada una obligación, entre un deudor y un acreedor con suficiente información, bajo los términos de una transacción de libre competencia.
En opinión de la Gerencia, los valores en libros de los instrumentos financieros no derivados al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, son sustancialmente similares a sus valores razonables debido a sus períodos cortos de realización y/o de vencimiento o que están sujetos a intereses a tasas variables y fijas similares a las vigentes en el mercado. En las respectivas notas sobre políticas contables se revelan los criterios sobre el reconocimiento y valuación de estas partidas.
(d) Instrumentos Financieros Derivados
Los instrumentos financieros derivados se contabilizan de acuerdo con la aplicación de la NIC 39 “Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición.
Los contratos de instrumentos financieros derivados para los cuales la Compañía ha establecido una relación de cobertura de flujo de efectivo son registradas como activos o pasivos en el estado de situación financiera y se presentan a su valor razonable. Los cambios en el valor razonable se presentan en el estado de resultados. Los instrumentos financieros derivados son evaluados al inicio de la cobertura, y se consideran altamente efectivos si están dentro de un rango de cobertura de 80 – 125%, siendo registrados en el patrimonio o que no fueron designados como de cobertura de acuerdo con la NIC 39, en cuyo caso se reflejan en los resultados del ejercicio.
(e) Activos Financieros
La Compañía clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: i) activos financieros a valor razonable con cambios a resultados, ii) préstamos y cuentas por cobrar, iii) activos financieros mantenidos hasta el vencimiento y iv) activos financieros disponibles para la venta. La clasificación depende del propósito para el cual se adquirieron las inversiones. La Gerencia determina la clasificación de sus activos financieros a la fecha de su reconocimiento inicial y reevalúa esta clasificación a la fecha de cada cierre.
Préstamos y Cuentas por Cobrar
Los préstamos y las cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no son cotizados en un mercado activo. Surgen cuando la Compañía provee dinero, bienes o servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar. Se incluyen en el activo corriente, salvo por los de vencimientos mayores a doce meses después de la fecha del estado de situación financiera. Estos últimos se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y las cuentas por cobrar se incluyen en cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar en el estado de situación financiera (notas 7 y 8).
Durante los años 2012 y 2011, la Compañía no mantuvo activos financieros negociables, inversiones a ser mantenidas hasta su vencimiento y activos financieros disponibles para la venta.
(f) Propiedad, Planta y Equipo
Las propiedades, planta y equipo están registrados al costo, menos la depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. Asimismo, este rubro incluye el costo neto de los bienes bajo contratos de arrendamiento financiero. Cuando se venden o retiran los activos, se elimina su costo y depreciación acumulada, y cualquier ganancia o pérdida que resulte de su disposición se incluye en el estado de resultados.
El costo inicial de las propiedades, planta y equipo comprende su precio de compra (incluyendo aranceles e impuestos de compra no reembolsables) y cualquier costo directamente atribuible para ubicar y dejar al activo en condiciones de trabajo y uso, así como la estimación inicial de los costos de desmantelamiento. Los costos incurridos después de que los activos fijos se hayan puesto en operación se reconocen como activo si: (i) se obtienen beneficios económicos futuros derivados del mismo y (ii) el costo del activo puede ser valorado en forma fidedigna y confiable. Aquellos costos derivados del mantenimiento diario o periódico de los activos fijos, tales como reparaciones y trabajos de mantenimiento o conservación, se reconocen en los resultados del período en que se incurren.
Los terrenos no se deprecian, la depreciación se calcula siguiendo el método de línea recta con base en las vidas útiles estimadas que son:
Años
Edificios y otras construcciones 47
Maquinaria y equipo 36
Muebles y enseres 9
Equipos diversos 9
Unidades de transporte 5
El valor residual, la vida útil y el método de depreciación se revisan y ajustan en forma periódica por la Gerencia sobre la base de los beneficios económicos previstos para los componentes de propiedad, planta y equipo.
(g) Pérdida por Deterioro
A lo largo del ejercicio, y fundamentalmente en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación del monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del deterioro. Si se trata de activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo a la que pertenece el activo, entendiendo como tal el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo independientes.
Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior, en el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo a las que se han asignado plusvalías compradas o activos intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre de cada ejercicio.
El valor recuperable es el mayor entre el valor de mercado menos el costo necesario para su venta y el valor en uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor de recuperación de las propiedades, plantas y equipos, de la plusvalía comprada, y del activo intangible, el valor en uso es el criterio utilizado por la Compañía en la totalidad de los casos.
Para estimar el valor en uso, la Compañía prepara las proyecciones de flujos de caja futuros a partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones de la Gerencia de la Compañía sobre los ingresos y costos de las Unidades Generadoras de Efectivo utilizando las proyecciones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras.
Estas proyecciones cubren los próximos cinco años, estimándose los flujos para los años siguientes aplicando tasas de crecimiento del 3.7% que no supera a las tasas medias de crecimiento a largo plazo para el sector y para el país.
Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una tasa que recoge el costo de capital del negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el costo actual del dinero y las primas de riesgo utilizadas de forma general entre los analistas para el negocio y zona geográfica. La tasa de descuento aplicada al 31 de diciembre de 2012 fue de 8.7%.
Los supuestos utilizados para determinar el valor de uso al 31 de diciembre de 2012 no presentan cambios importantes respecto a los existentes al 31 de diciembre de 2011.
Cuando hay una indicación de que ya no existe, o ha disminuido la pérdida por deterioro de sus activos, se registra la reversión de las pérdidas en el estado de resultados.
(h) Provisión por Desmantelamiento de Centrales
Los pasivos por desmantelamiento son reconocidos cuando la Compañía tiene obligación de desmontar y retirar instalaciones para restaurar el sitio donde está localizado, y cuando se puede efectuar un estimado razonable del pasivo. Los costos de retiro son registrados al valor presente del desembolso futuro estimado determinado de acuerdo con los requerimientos y condiciones locales, los cuales son revisados periódicamente, incluyendo la tasa de descuento utilizada para calcular el valor presente. En el momento inicial, se reconoce un importe de activo fijo por un monto equivalente a la provisión. Posteriormente, dicho importe será depreciado al igual que las partidas de activo fijo. Cualquier cambio en el valor presente del desembolso estimado se refleja como un ajuste a la provisión y al valor del activo fijo correspondiente. El cambio por el paso del tiempo de la provisión es cargado como gasto financiero en los resultados del período.
(i) Activos Intangibles
Los intangibles se registran inicialmente al costo. Un activo se reconoce como intangible si su costo puede ser medido confiablemente y es probable que genere beneficios económicos futuros para la Compañía. Después del reconocimiento inicial, los intangibles se miden al costo menos la amortización acumulada y cualquier pérdida acumulada por desvalorización. Los intangibles son amortizados siguiendo el método de línea recta principalmente en un período de cinco años.
La vida útil y el método de amortización son revisados periódicamente por la Gerencia sobre la base de los beneficios económicos previstos para los componentes de las partidas de intangibles.
(j) Pasivos Financieros
Los pasivos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos de la transacción incurridos. Estos pasivos se registran subsecuentemente a su costo amortizado; cualquier diferencia entre los fondos recibidos (neto de los costos de transacción) y el valor de redención se reconoce en el estado de resultados durante el período de la obligación, usando el método de interés efectivo.
Los pasivos financieros se clasifican como pasivo corriente a menos que la Compañía tenga derecho incondicional de diferir el pago de la obligación por lo menos doce meses después de la fecha del estado de situación financiera.
(k) Bonos
La obligación por emisión de bonos se registra a su valor nominal. Las comisiones y los intereses se reconocen en los resultados del ejercicio cuando se devengan.
(l) Impuesto a las Ganancias
Impuesto a las ganancias corriente -
El impuesto a las ganancias corriente es determinado sobre la base de la renta imponible calculada de acuerdo con la legislación tributaria aplicable a la Compañía (nota 25). La tasa de impuesto a las ganancias aplicable a la Compañía es de 30%. Impuesto a las ganancias diferido -
El impuesto a las ganancias diferido se determina por el método del pasivo sobre la base de las diferencias temporales que surgen entre la base tributaria de los activos y pasivos y sus respectivos saldos en los estados financieros, aplicando la legislación y la tasa del impuesto vigente y que se espera sea aplicable cuando el activo por impuesto a las ganancias diferido se realice o el pasivo por impuesto a las ganancias se pague.
El activo y pasivo por impuesto a las ganancias diferido se reconocen sin tener en cuenta el momento en que se estima que las diferencias temporales se anulan. Los activos por impuestos a las ganancias diferido sólo se reconocen en la medida que sea probable que se disponga de beneficios tributarios futuros, para que el activo pueda utilizarse.
(m) Provisiones
Las provisiones se reconocen cuando la Compañía tiene una obligación presente legal o implícita como resultado de eventos pasados, es probable que se requiera de la salida de recursos para liquidar la obligación y es posible estimar su monto confiablemente. Cuando la Compañía estima que una provisión es reembolsable, por ejemplo en los casos cubiertos por contratos de seguro, el reembolso es reconocido por separado como activo solo si dicho reembolso es virtualmente cierto. Las provisiones son revisadas y ajustadas en cada período para reflejar la mejor estimación a la fecha del estado de situación financiera.
Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es importante, el monto de la provisión es el valor presente de la salida de recursos que se espera efectuar para cancelarla.
(n) Pasivos y Activos Contingentes
Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros. Estos se revelan en notas a los estados financieros, salvo que la posibilidad de que se desembolse un flujo económico sea remota en cuyo caso no se revela en las notas.
Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros y sólo se revelan en las notas cuando es probable que generen ingresos de recursos.
(o) Reconocimiento de Ingresos, Costos y Gastos
Los ingresos son reconocidos en la medida que sea probable que los beneficios económicos fluirán a la Compañía.
Los ingresos por venta de energía y potencia entregada y no facturada se reconocen como ingresos en el mes en que se presta el servicio en base a las estimaciones efectuadas por la Gerencia y se facturan al mes siguiente del despacho de la energía.
Los siguientes criterios se deben cumplir para reconocer los ingresos:
Ventas de energía y remuneración de potencia.-
Las ventas de energía, son calculadas en base a lecturas cíclicas y son reconocidos íntegramente en el periodo en que se presta el servicio. El ingreso por energía entregada y no facturada entre la última lectura cíclica y el fin de cada mes es calculada en base a estimados de la energía consumida por los usuarios del servicio durante el período referido.
Ingresos por intereses.-
Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido, de forma que refleje el rendimiento efectivo del activo.
Los costos de compra de energía y peajes son reconocidos cuando se devengan.
Los gastos se reconocen a medida que se devengan y se registran en los períodos con los cuales se relacionan.
(p) Costos de Pasivos Financieros
Los costos de pasivos financieros se registran como gasto cuando se devengan. Los costos son capitalizados si se atribuyen directamente a la adquisición o construcción de un bien calificado. La capitalización de los costos de los pasivos financieros comienza cuando las actividades para preparar el bien están en curso y se están incurriendo en los gastos y costos del préstamo. La capitalización de intereses se realiza hasta que los activos estén listos para su uso previsto. Si el valor del activo que resulta excede su valor recuperable, se registra una pérdida por desvalorización.
Los costos de los pasivos financieros incluyen los cargos por intereses y otros costos incurridos relacionados con los préstamos, como las diferencias cambiarias provenientes de préstamos en moneda extranjera utilizadas para financiar proyectos, ya que corresponden a un ajuste de los costos por intereses.
(q) Utilidad Neta por Acción
La utilidad neta básica y diluida por acción resulta de dividir la utilidad neta atribuible a los accionistas comunes entre el promedio ponderado del número de acciones ordinarias en circulación a la fecha del estado de situación financiera (nota 27).
La utilidad por acción diluida corresponde a la utilidad básica por acción, ajustada por los efectos diluyentes de acciones originadas por conversión de bonos o acciones convertibles, entre otros. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Compañía no tiene instrumentos financieros con efecto diluyente, por lo que la utilidad básica y diluida por acción es la misma.
(r) Transacciones y Saldos en Moneda Extranjera
Transacciones en moneda extranjera se consideran aquellas que se efectúan en una moneda diferente a la moneda funcional. Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio vigentes a las fechas de las transacciones.
La Compañía ha establecido una política de cobertura de la parte de los ingresos que están directamente vinculadas a la evolución del dólar estadounidense, mediante la obtención de financiación en esta última moneda. Las diferencias de cambio de esta deuda, al tratarse de operaciones de cobertura de flujos de caja, se imputan, netas de su efecto impositivo, en una cuenta de reservas en el patrimonio, registrándose en el estado de resultados en el plazo en que se realizarán los flujos de caja cubiertos. Este plazo se ha estimado en diez años.
(s) Clasificación de Saldos en Corriente y No Corriente
En el estado de situación financiera, los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corrientes, los de vencimiento superior a dicho período. En el caso que existiese obligaciones cuyo vencimiento es inferior a doce meses, pero cuyo refinanciamiento a largo plazo esté asegurado a discreción de la Compañía, mediante contratos de crédito disponibles de forma incondicional con vencimiento a largo plazo, podrían clasificarse como pasivos.
(t) Normas Pendientes de Adopción por la Compañía
Las siguientes normas e interpretación han sido publicadas con aplicación para períodos que comienzan con posterioridad a la fecha de presentación de estos estados financieros.
NIIF 9 “Instrumentos Financieros”, modifica le tratamiento y clasificación de los activos financieros establecidos en al NIC 39 “Instrumentos Financieros, Medición y Valuación”. Efectiva para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero de 2015.
NIIF 13 "Medición a valor razonable", establece nuevos requisitos para la medición del valor razonable, mejora la coherencia de los estándares internacionales y reduce la complejidad al proporcionar una definición del valor razonable y una fuente para su medición, así como los requisitos de revelación para su uso a través de las NIIF. Efectivo para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero de 2013.
Como consecuencia de las nuevas normas: NIIF 10, 11, 12 y 13, el IASB emitió también modificaciones a la NIC 27 “Estados financieros e inversiones en asociadas” y NIC 28 “Negocios Conjuntos”. Efectivo para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero de 2013.
Enmiendas a las NIIF
Se han publicado las siguientes enmiendas:
NIC 1 - Presentación de elementos a otros resultados integrados NIC 32 - Compensación de activos y pasivos financieros
NIIF - Mejoras anuales a las NIIF ciclo 2009-2011 (NIC 16, NIC 32 y NIC 12).
La Gerencia de la Compañía se encuentra evaluando el impacto, en caso de existir alguno, de la adopción de estas modificaciones y nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas que aún no son efectivas a la fecha de los estados financieros.
(5) Administración de Riesgos Financieros
Las actividades de la Compañía la exponen a una variedad de riesgos financieros cuyos efectos son permanentemente evaluados por la Gerencia de la Compañía, a efectos de minimizarlos. Los riesgos financieros son riesgo de mercado (incluye el riesgo de tipo de cambio, riesgo de precio, riesgo de tasa de interés), riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de capital.
La gestión de riesgos es llevada a cabo por la Gerencia, la misma que identifica, evalúa y decide, de ser conveniente, la contratación de coberturas para los riesgos financieros.
(a) Riesgo de tipo de cambio
Las actividades de la Compañía la exponen al riesgo de fluctuación en los tipos de cambio del Nuevo Sol con respecto al Dólar Estadounidense.
Los saldos en miles de dólares estadounidenses (US$) de las partidas del activo y pasivo al 31 de diciembre de 2012 y 2011 se resumen como sigue:
En miles de US$ 2012 2011 Activos
Efectivo y equivalente de efectivo 353 278
--- ---
353 278
Pasivos --- ---
Cuentas por pagar comerciales 403 108
Pasivos financieros, incluye porción corriente 41,183 51,279
--- ---
41,586 51,387
--- ---
Posición pasiva, neta 41,233 51,109
